全社会用电量增速同比提高，谁是主要拉动力？

【 上半年全国电力供需状况 】

（一）全社会用电量增速同比提高，二产用电量较快增长是主要拉动力

　　上半年，全国全社会用电量2.95万亿千瓦时、同比增长6.3%，为2012年以来同期最高增长水平，增速同比提高3.6个百分点。用电较快增长的原因主要有四个方面：一是宏观经济总体延续稳中向好，工业增加值、社会消费品零售总额、基础设施投资、外贸出口等关键指标增速回升。二是工业品市场供需关系有所改善，市场价格回升，企业生产形势明显好转，拉动用电增长。三是高技术产业、装备制造业等新技术以及新产业新业态快速发展，带动用电速度快速增长，逐步孕育出拉动全社会用电量增长的又一重要力量。四是上年同期基数相对偏低。

　　上半年电力消费主要特点有：

　　一是第二产业及其制造业用电较快增长。

       二是第三产业用电快速增长，生产性服务业用电形势好于消费性服务业。

　　三是城乡居民生活用电量增速同比回落，为近10年来同期第二低增速。

四是各地区用电增速均同比提高，西部地区增速领先。

（二）发电投资及新增装机同比减少，电力供应能力增长放缓

　　上半年，电源投资节奏继续放缓、结构继续清洁化、布局进一步优化，弃风弃光问题有所缓解，电力供给侧结构性改革成效明显。全国主要电力企业总计完成投资同比增长1.6%；其中，发电企业有效控制投资节奏，电源完成投资同比下降13.5%。电网企业贯彻落实国家配电网建设改造行动计划及新一轮农村电网改造升级等政策，完成投资同比增长10.0%；其中，110千伏及以下电网投资占比达到54.9%。

      上半年，全国基建新增发电装机5056万千瓦，同比少投产643万千瓦；其中，新增非化石能源发电装机占新增总装机比重为73.4%，同比提高20个百分点。

　　上半年电力供应主要特点有：

       一是火电完成投资和新增装机规模双降，火电设备利用小时同比提高。

　　二是水电发电量负增长，设备平均利用小时同比下降。

三是并网风电新增装机超半数布局在东、中部地区，弃风问题明显缓解。

　　四是并网太阳能发电装机和发电量持续快速增长，设备利用小时同比提高。

　　五是核电新投产一台机组，发电量及设备平均利用小时均同比增长。

        六是跨区跨省送电较快增长。

        七是煤炭供应平衡偏紧，煤电企业电煤成本大幅攀升、经营形势严峻。

　　（三）全国电力供需总体宽松，部分地区相对过剩

       上半年，全国电力供需总体宽松，部分地区相对过剩。其中，华北区域电力供需总体平衡；华中、华东和南方区域供需总体宽松、部分省份供应能力富余；东北和西北区域电力供应能力相对过剩。

【 下半年全国电力供需预测 】

（一）全年电力消费走势前高后稳，年度增速与上年大体持平

　　综合宏观经济形势、外贸出口、服务业发展、电能替代、房地产及汽车行业政策调整、气温等方面因素，预计全年电力消费增长呈前高后稳走势。考虑到2016年下半年高基数因素形成的下拉影响（2016年下半年全社会用电量增长7.2%，比上半年增速2.7%提高4.5个百分点），预计今年下半年全社会用电量增速略高于4%；全年全社会用电量同比增长5%左右，增速与上年大体持平。若全国出现长时间大范围极端高温天气，则将导致全年全社会用电量增速略高于5%。

（二）全国电力供应能力充足，电煤供应平衡偏紧

　　预计下半年全国基建新增装机容量6000万千瓦，全年全国新增发电装机1.1亿千瓦左右，其中，新增非化石能源发电装机6500万千瓦左右。预计2017年底全国发电装机容量将达到17.6亿千瓦、同比增长7%左右；其中，非化石能源发电6.7亿千瓦，占总装机容量比重38%，比上年提高1个百分点左右。预计下半年电煤供应将延续平衡偏紧局势，若迎峰度夏期间出现持续大范围极端高温天气、水电欠发、运力受限等因素交织叠加的情况，局部地区部分时段将可能出现电煤供应紧张局面。

（三）电力供需维持总体宽松，全年火电设备利用小时数接近上年

　　预计下半年全国电力供需总体继续宽松，东北、西北电网区域电力供应能力相对过剩。受7月中旬大范围高温天气影响，多地电网负荷创历史新高，华北地区电力供需偏紧。预计全年全国发电设备利用小时3720小时左右，其中火电设备利用小时4150小时左右，好于年初预期。